Fotografía: Redacción CIgdl.
• La diferencia entre exportar y refinar llegó a 21.5 dólares por barril en 2025, según México Evalúa. A ello se suman 597 mil barriles de crudo reportados por Estados Unidos y una dependencia mexicana de gas importado cercana al 75%, sin reservas estratégicas suficientes.
En petróleo, Pemex debe demostrar que refinar genera más valor que exportar crudo. En comercio, el Gobierno debe conciliar los registros de un cargamento que Estados Unidos reporta y la petrolera niega haber importado. En gas, México debe explicar cómo garantizar el suministro si falla su principal proveedor.
Las cifras ponen a prueba la estrategia energética: México Evalúa estima una diferencia de 21.5 dólares por barril a favor de exportar crudo en 2025; Estados Unidos registró envíos de 597 mil 27 barriles de petróleo a México en junio de 2026, mientras Pemex aseguró que no había importado crudo ese año. A ello se suma una dependencia de alrededor de 75% del gas natural consumido en el país respecto del suministro estadounidense.
Son tres problemas distintos, pero una misma exigencia: rentabilidad, trazabilidad y capacidad de respuesta. La soberanía energética no se demuestra sólo con refinerías, ductos o transferencias públicas, sino con energía competitiva, cuentas verificables y capacidad para enfrentar interrupciones del suministro.
Primero, la rentabilidad. México Evalúa calcula que en 2025 exportar un barril de crudo generó una renta estimada de 47.7 dólares, frente a 26.2 dólares por procesarlo en las refinerías nacionales. La diferencia, de 21.5 dólares por barril, representa un costo de oportunidad estimado en 153 mil millones de pesos. Para 2027, la brecha proyectada sería de 17.5 dólares por barril, equivalente a unos 137 mil millones de pesos anuales.
No se trata de pérdidas contables comprobadas, sino de una estimación del valor que Pemex podría dejar de capturar al refinar en lugar de exportar. El resultado real depende de los costos de operación, el tipo de crudo, los productos obtenidos y las condiciones del mercado.
El problema es que el Sistema Nacional de Refinación operó en 2025 al 58.6% de su capacidad, según el análisis, y el combustóleo representó 20.4% de su producción, un producto que puede venderse con descuento frente al crudo. Además, el Presupuesto 2027 contempla 81 mil millones de pesos en transferencias a Pemex.
La discusión no consiste en cerrar refinerías indiscriminadamente, sino en transparentar los costos y márgenes de cada planta y determinar, con criterios técnicos, cuándo conviene procesar el petróleo y cuándo exportarlo. Sin esa información, resulta difícil evaluar si la apuesta por refinar está creando valor o elevando el costo de sostener a la petrolera.
Segundo, la trazabilidad. La Oficina del Censo de Estados Unidos registró exportaciones a México de 597 mil 27 barriles de petróleo crudo en junio de 2026, por 69.67 millones de dólares, equivalentes a unos 19 mil 901 barriles diarios. Sin embargo, Pemex declaró a El Financiero que no había importado crudo durante ese año y que no tenía registro de un permiso vigente para hacerlo.
La Secretaría de Energía no respondió a la consulta periodística y el registro estadounidense no identificó al comprador mexicano ni el destino final del cargamento. La discrepancia exige una explicación documental: quién recibió el petróleo, bajo qué operación se declaró y cómo se concilian los registros de ambos países. No demuestra por sí sola una operación ilegal, pero tampoco debería quedar sin aclaración cuando se trata de un recurso estratégico.
Además, importar crudo no es necesariamente irracional: distintas calidades pueden servir para optimizar la mezcla que procesan las refinerías. Precisamente por eso, la información debe aclararse antes de sacar conclusiones sobre el origen, el destino o la legalidad de la operación.
Tercero, la seguridad del suministro. México importa de Estados Unidos alrededor de tres cuartas partes del gas natural que consume y carece de infraestructura suficiente para mantener reservas estratégicas que permitan enfrentar una interrupción prolongada.
El director del Centro Nacional de Control del Gas Natural (Cenagas), Cuitláhuac García, señaló que, ante un corte total, el gas disponible en los ductos y las maniobras operativas permitirían sostener el suministro hasta por tres días. Ese volumen en circulación, conocido como gas en línea, no equivale a una reserva almacenada capaz de respaldar al país durante una emergencia prolongada.
La vulnerabilidad quedó expuesta cuando se reportó una reducción temporal de los envíos estadounidenses por trabajos de mantenimiento y problemas operativos. Cenagas descartó después un riesgo inmediato de desabasto, pero eso no resuelve la carencia estructural: México depende del flujo continuo de gas importado y no dispone de un respaldo estratégico suficiente.
Construir más ductos puede ampliar la capacidad de transporte; no sustituye la infraestructura de almacenamiento ni elimina la concentración del suministro en un solo país. Los tres frentes apuntan a una misma exigencia de política pública: no basta con refinar más, invertir en infraestructura o transferir recursos a Pemex. Hay que demostrar que cada barril genera valor, que las operaciones comerciales pueden rastrearse y que el país puede resistir una interrupción energética.
La soberanía energética se mide en resultados, no en anuncios. La pregunta es cuánto le cuesta a México sostener su estrategia y qué garantías tiene de que esa inversión se traduzca en rentabilidad, transparencia y seguridad cuando más las necesite.
@JErnestoMadrid
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